108、设备状态评价应实行动态化管理，每次检修或者试验后应进行一次动态评价。（ ）
109、设备状态评价的一般状态量是指对设备的性能和安全运行有较大影响的状态量。（ ）
110、设备状态量的扣分值是由状态量的劣化程度和权重共同决定的。（ ）
111、设备状态量的权重是由其对设备安全运行的影响程度决定的。（ ）
112、当任一部件状态为注意状态、异常状态或者严重状态是，设备整体评价应为其中最严重的状态。（ ）
113、设备各个部件状态量的合计扣分达到较高的分值时，设备被评价为严重状态。（ ）
114、设备状态量劣化程度共分为四级，其中第Ⅳ级对应的基本扣分值为10分。（ ）
115、如果单项状态量扣分导致设备评价结果为“注意状态”，应根据实际情况提前安排C类检修。（
）
116、如果仅由多项状态量合计扣分导致设备评价结果为“注意状态”，可按正常周期执行，并增加必要的检修或试验内容。（
）
117、被评价为“异常状态”的设备，应根据评价结果确定检修类型，并适时安排检修。实施前加强D类检修。（
）
118、设备的A、B类检修周期是以基准周期为基础，根据设备状态评价结果来确定的。（ ） 119、设备评价为“注意状态”，其检修周期不应大于正常周期。（ ）
120、SF6高压断路器状态评价时共分为本体、操动机构、并联电容器三个部件。（ ）
121、SF6高压断路器状态评价时，累计开断短路电流值是其重要状态量。（ ）
122、SF6高压断路器操动机构操作次数大于厂家规定值，应评价为异常状态。（ ）
123、评价为“严重状态”的SF6高压断路器，根据评价结果确定检修类型，并应尽快安排检修，实施前适当安排D类检修。（ ）
124、更换SF6高压断路器直流空开等二次元件属于其B类检修。（ ）
125、设备A类检修和B类检修即常规意义上的大修。（ ）
126、GIS 设备的单项重要状态量已经严重超过标准值，应评价为严重状态，并应尽快安排检修。（ ）
127、GIS设备的状态评价分为整体评价和间隔评价两个部分。（ ）
128、GIS设备状态评价时共分为7个部件进行评价。（ ）
129、GIS设备的机械特性测试发现其分合闸同期性不能符合制造厂的要求，则应评价为严重状态。（ ）
130、GIS设备隔离开关（检修或快速）接地开关的处理属于其B类检修。（ ）
131、GIS状态检修的内容主要包括停电、不停电测试和试验以及停电、不停电检修维护工作。（ ）
132、隔离开关的状态评价分为整体评价和部分评价两个部分。（ ）
133、如接地开关机械闭锁失灵，则应被评价为严重状态。（ ）
134、隔离开关存有严重家族性缺陷尚未整改，应被评价为异常状态。（ ）
135、隔离开关操动机构整体更换属于其A类检修。（ ）
136、隔离开关不停电情况下进行的维修和保养，属于其D类检修。（ ）
137、隔离开关C类检修的正常周期应与例行试验周期一致。（ ）
138、只有当 SF6 断路器的所有部件都被评为严重状态时，该断路器整体才能被评为严重状态。（ ）
139、SF6高压断路器主回路电阻测量时，测量电流可取100A至额定电流之间的任意值
（ ）
140、SF6高压断路器端口间并联电容（油浸纸式）介质损耗因数应不大于0.005。（ ）
141、SF6高压断路器核心部件或者主题进行解体性检修之后应进行交流耐压试验。（ ）
142、GIS设备断路器隔室的SF6气体微水含量（20℃）不应超过500μL/L。（ ）
143、SF6断路器和GIS设备中的SF6气体纯度应≥99.8%。（ ）
144、GIS设备绝缘电阻测试应在交流耐压前进行，用2500V绝缘电阻表测量。（ ）
145、真空断路器的主回路电阻初值差应小于50%。（ ）
146、若GIS母线较长、间隔较多，其主回路电阻应分段测量。（ ）
147、初值指能够代表状态量原始值的试验值，是指设备交接试验的测试值。（ ）
148、设备状态量达到注意值时，设备可能存在或可能发展为缺陷。（ ）
149、设备状态量达到警示值时，设备可能存在或可能发展为缺陷。（ ）
150、开展状态检修以后，设备的试验和检修都完全取消了周期的概念。（ ）
151、SF6气体成分分析是GIS设备例行试验项目。（ ）
152、一般情况下，存有家族缺陷得设备应优先于经受不良工况的设备安排停电试验。（ ）
153、SF6高压断路器分合闸线圈的电阻初值差不应超过3%。（
）
154、至上次试验以来，SF6 高压断路器的累计电寿命损失超过 30%，可认为其承受了不良工况。（
155、GIS设备主回路的绝缘电阻应用2500V绝缘电阻表测量。（
）
）
156、根据《输变电设备状态检修试验规程》的规定，变开距式瓷柱式断路器的断口距离较大，可不进行断口间耐压试验。（ ）
157、国网公司《关于加强气体绝缘金属封闭开关设备全过程管理重点措施》要求，GIS交接试验时，应在交流耐压试验的同时进行局放检测。（ ）
158、GIS进行交流耐压试验时，不论是诊断性试验还是交接试验，试验电压都应为出厂值的80%。（ ）
159、国网公司《关于加强气体绝缘金属封闭开关设备全过程管理重点措施》要求，GIS在交接验收时以及进行A、B类检修后都必须进行机械特性测试。（ ）
160、色谱仪长期不用时，不需要经常启动仪器，否则易造成仪器损坏。（ ）
161、SF6气体在高压断路器中的主要作用是灭弧、冷却。（ ）
162、变压器内部有潜伏性故障，变压器油中会含有气体。当变压器受潮时，一般会产生H2。（ ）
163、地面上绝缘油着火应用干沙灭火。（ ）
164、带电检测是指一般采用便携式检测设备，在运行状态下，对设备状态量在现场进行检测，其检测方式为带电短时间内测试，有别于长期连续的在线监测。（ ）
165、局部放电发生时，在接地的金属表面将产生瞬时地电压，这个地电压将沿金属的表面向各个方向传播。通过检测地电压实现对电力设备局部放电的判别和定位。（ ）
166、利用红外热像技术，对电力系统中具有电流、电压致热效应或其他致热效应的带电设备进行检测和诊断。（ ）
167、两个电容型设备在同一时间段内测得的电容量之比，称为相对电容量比值。（ ）168、两个电容型设备在串联情况下或异相相同电压下在电容末端测得两个电流矢量差，对该差值进行正切换算，换算所得数值叫做相对介质损耗因数。（ ）
169、进行带电检测时，环境温度宜高于+5℃；室外检测应在良好天气进行，且空气相对湿度一般不高于60%。（ ）
170、一台变压器直流电阻试验结果三相不平衡率超过2%，该变压器肯定有缺陷。（ ）
171、变压器直流电阻试验三相不平衡率变小是因为该变压器状态变好。（ ）
172、变压器绕组连同套管的直流泄漏电流与所加电压不成线性关系。（ ）
173、变压器绕组的直流泄漏电流测量从原理上讲与绝缘电阻测量是完全一样的，故由泄漏电流换算成的绝缘电阻值应与兆欧表所测值相近。（ ）
174、变压器绕组连同套管的吸收比和极化指数不进行温度换算。（ ）
175、测量变压器绕组连同套管的tgδ试验电压均为10kV。（ ）
176、对于一个绕组有分接开关的多绕组变压器，可只测量带分接开关绕组对一个绕组所有分接头的变压比，而对第三绕组只测额定变压比。（ ）
177、异常状态即单项（或多项）状态量变化趋势接近标准限值方向发展，但未超过标准限值仍可以继续运行，应加强运行中的监视。（ ）
178、绕组绝缘电阻随温度升高而减小。（ ）
179、为了使变压器试验时，尽量减少损伤，在进行试验时必须遵守一定的顺序。比如：先绝缘强度试验，再绝缘特性试验。（ ）
180、变压器（电抗器）的整体评价应综合其部件的评价结果。当所有部件评价为正常状态
时，整体评价为正常状态；当任一部件状态为注意状态、异常状态或严重状态时，整体评价为其中最严重的状态。（ ）
181、在运行条件下，测量流经铁芯接地线的电流，正常情况下应不大于100mA。（ ）
182、压力释放装置进行检查时，一般要求开启压力与出厂值的偏差在±10%以内或符合设备技术文件要求。（ ）
183、判断电弧放电可以用油色谱、绕组直流电阻、变比、低电压空载和短路试验等方法判断。（ ）
184、绝缘介质的介质损耗因数只能用于判断整体绝缘状况，对于判断局部缺陷不灵敏，还需通过色谱分析、绝缘电阻、交流耐压等方法综合分析。（ ）
185、油中溶解气体总烃包括CH4、C2H6、C2H4和C2H2四种气体。（ ）
186、高压套管红外热像检测主要检测高压套管本体及其电气连接部位，红外热像图显示应无异常温升、温差和（或）相对温差。测量时记录环境温度、负荷及其3h内的变化情况，以便分析参考。（ ）
187、对核心部件或主体进行解题性检修，或者进行密封处理之后，应从本体撤油截门顶油压0.02MPa，持续时间24h，要求无渗漏。（ ）
188、对油浸式变压器、电抗器进行外施工频耐压试验时，试验电压为出厂试验电压的90%。（ ）
189、在常温常压下，纯净的SF6气体是无色、无味、无毒的可燃气体。（ ）
190、绝缘电阻测量结果是外绝缘表面电阻与内绝缘电阻的并联值。因此所侧电阻值比内绝缘的实际绝缘电阻值要小。（ ）
191、变压器轻瓦斯频繁动作，可以说明变压器内部出现了电气故障。（ ）
192、SF6断路器分为本体、操作机构和并联电容器三个部件进行状态评价。（ ）
193、变压器（电抗器）的状态评价只考虑部件的合计扣分情况。（ ）
194、新设备投运满1年（220kV及以上）、或满1~2年（110kV/66kV），以及停运6个月以上重新投运前的设备，应进行例行试验。（ ）
195、输变电设备单项重要状态量已发生明显变化，接近或超过标准限值，存在可能影响安全运行的缺陷时，应评为“注意状态”。（ ）
196、变压器的空载损耗主要是铁损耗。（ ）